RU2009136515A - A method and system for treating hydrocarbon formations - Google Patents

A method and system for treating hydrocarbon formations Download PDF

Info

Publication number
RU2009136515A
RU2009136515A RU2009136515/03A RU2009136515A RU2009136515A RU 2009136515 A RU2009136515 A RU 2009136515A RU 2009136515/03 A RU2009136515/03 A RU 2009136515/03A RU 2009136515 A RU2009136515 A RU 2009136515A RU 2009136515 A RU2009136515 A RU 2009136515A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
method
formation
brine
composition
model
Prior art date
Application number
RU2009136515/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Гари А. ПОУП (US)
Гари А. Поуп
ДЖР. Джимми Р. БАРАН (US)
ДЖР. Джимми Р. БАРАН
Вишал БАНГ (US)
Вишал БАНГ
Мукул М. ШАРМА (US)
Мукул М. ШАРМА
Original Assignee
Борд Оф Риджентс, Зе Юниверсити Оф Техас Систем (Us)
Борд Оф Риджентс, Зе Юниверсити Оф Техас Систем
3Эм Инновэйтив Пропертиз Кампани (Us)
3Эм Инновэйтив Пропертиз Кампани
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Priority to US89687707P priority Critical
Priority to US60/896,877 priority
Application filed by Борд Оф Риджентс, Зе Юниверсити Оф Техас Систем (Us), Борд Оф Риджентс, Зе Юниверсити Оф Техас Систем, 3Эм Инновэйтив Пропертиз Кампани (Us), 3Эм Инновэйтив Пропертиз Кампани filed Critical Борд Оф Риджентс, Зе Юниверсити Оф Техас Систем (Us)
Publication of RU2009136515A publication Critical patent/RU2009136515A/en

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; MISCELLANEOUS COMPOSITIONS; MISCELLANEOUS APPLICATIONS OF MATERIALS
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02Well-drilling compositions
    • C09K8/04Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/14Clay-containing compositions
    • C09K8/18Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; MISCELLANEOUS COMPOSITIONS; MISCELLANEOUS APPLICATIONS OF MATERIALS
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/58Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
    • C09K8/584Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants

Abstract

1. Способ обработки формации, несущей углеводород, с рассолом и, по меньшей мере, одной температурой, где рассол имеет, по меньшей мере, одну первую композицию, причем способ включает этапы, на которых: ! 1. A method of treating a formation bearing hydrocarbon with brine and at least one temperature, wherein the brine has at least one first composition, the method comprising the steps of: получают первую информацию совместимости для первого модельного рассола и первой композиции обработки при модельной температуре, где первый модельный рассол имеет композицию, выбранную, по меньшей мере частично, на основе первой композиции рассола, где модельная температура выбрана, по меньшей мере частично, на основе температуры формации, и где первая композиция обработки включает, по меньшей мере, одно первое поверхностно-активное вещество и, по меньшей мере, один первый растворитель; receive the first compatibility information for a first model brine and the first treatment composition at a model temperature, wherein the first model brine has a composition selected at least partially based on the first brine composition, wherein the model temperature is selected at least partially based on the formation temperature and wherein the first treatment composition comprises at least one first surfactant and at least one first solvent; ! ! на основе, по меньшей мере частично, первой информации совместимости выбирают способ обработки для формации, несущей углеводород, где способ обработки является Способом I или Способом II, ! based at least in part, the first compatibility information processing method selected for the formation hydrocarbon carrier, wherein the method is a processing method I or Method II,! где при Способе I: ! In the method where I:! формацию, несущую углеводород, приводят в контакт с текучей средой, где текучая среда, по меньшей мере частично, растворяет и/или, по меньшей мере частично, вытесняет рассол в формации, несущей углеводород; formation bearing hydrocarbons is brought into contact with the fluid, wherein the fluid at least partially dissolves and / or at least partially displaces the brine in the formation, the hydrocarbon carrier; и ! and! затем приводят в контакт формацию, несущую углеводород, с первой композицией обработки; then contacted a formation bearing hydrocarbons, the first processing composition; ! ! и где при Способе II: ! and where in the method II:! приводят в контакт формацию, несущую углеводород, со второй композицией обработки, причем вторая композиция обработки включает, по меньшей мере, одно второе поверхностно-активное вещество и, по меньшей мере, один второй растворитель, при условии, что после получения первой информации совместимости формации, несущей углеводород не контактирует с текучей средой, которая, по меньшей мере частично, растворяет � brought into contact formation bearing hydrocarbons, the second treatment composition, the second treatment composition comprising at least one second surfactant and at least one second solvent, with the proviso that after obtaining the first compatibility information formation hydrocarbon carrier is not in contact with the fluid which at least partially dissolves

Claims (23)

1. Способ обработки формации, несущей углеводород, с рассолом и, по меньшей мере, одной температурой, где рассол имеет, по меньшей мере, одну первую композицию, причем способ включает этапы, на которых: 1. A method of treating a formation bearing hydrocarbon with brine and at least one temperature, wherein the brine has at least one first composition, the method comprising the steps of:
получают первую информацию совместимости для первого модельного рассола и первой композиции обработки при модельной температуре, где первый модельный рассол имеет композицию, выбранную, по меньшей мере частично, на основе первой композиции рассола, где модельная температура выбрана, по меньшей мере частично, на основе температуры формации, и где первая композиция обработки включает, по меньшей мере, одно первое поверхностно-активное вещество и, по меньшей мере, один первый растворитель; receive the first compatibility information for a first model brine and the first treatment composition at a model temperature, wherein the first model brine has a composition selected at least partially based on the first brine composition, wherein the model temperature is selected at least partially based on the formation temperature and wherein the first treatment composition comprises at least one first surfactant and at least one first solvent;
на основе, по меньшей мере частично, первой информации совместимости выбирают способ обработки для формации, несущей углеводород, где способ обработки является Способом I или Способом II, based at least in part, the first compatibility information processing method selected for the formation hydrocarbon-bearing, where the method is a method of processing I or Method II,
где при Способе I: wherein when Method I:
формацию, несущую углеводород, приводят в контакт с текучей средой, где текучая среда, по меньшей мере частично, растворяет и/или, по меньшей мере частично, вытесняет рассол в формации, несущей углеводород; formation bearing hydrocarbons is brought into contact with the fluid, wherein the fluid at least partially dissolves and / or at least partially displaces the brine in the formation, the hydrocarbon carrier; и and
затем приводят в контакт формацию, несущую углеводород, с первой композицией обработки; then contacted a formation bearing hydrocarbons, the first processing composition;
и где при Способе II: and wherein when Method II:
приводят в контакт формацию, несущую углеводород, со второй композицией обработки, причем вторая композиция обработки включает, по меньшей мере, одно второе поверхностно-активное вещество и, по меньшей мере, один второй растворитель, при условии, что после получения первой информации совместимости формации, несущей углеводород не контактирует с текучей средой, которая, по меньшей мере частично, растворяет и/или, по меньшей мере частично, вытесняет рассол в формации, несущей углеводород, перед приведением в контакт формации, несущей углево brought into contact formation bearing hydrocarbons, the second treatment composition, the second treatment composition comprising at least one second surfactant and at least one second solvent, with the proviso that after obtaining the first compatibility information formation hydrocarbon carrier is not in contact with the fluid which at least partially dissolves and / or at least partially displaces the brine in the formation, the carrier hydrocarbon prior to contacting the formation, the carrier Carbs дород, со второй композицией обработки; portly, with the second treatment composition; и and
обрабатывают формацию, несущую углеводород, выбранным способом обработки. treated formation bearing hydrocarbons selected processing method.
2. Способ по п.1, где первая информация совместимости показывает, что первый модельный рассол и первая композиция обработки, по меньшей мере частично, несовместимы. 2. The method of claim 1, wherein the first compatibility information indicates that the first model brine and the first treatment composition are at least partially incompatible.
3. Способ по п.1, где первая информация совместимости показывает, что первый модельный рассол и первая композиция обработки совместимы, и где вторая композиция обработки имеет такую же композицию, что и первая композиция обработки. 3. The method of claim 1, wherein the first compatibility information indicates that the first model brine and the first treatment composition are compatible, and wherein the second treatment composition has the same composition as the first treatment composition.
4. Способ по п.1, где первая информация совместимости включает информацию, касающуюся фазовой устойчивости смеси первого модельного рассола и первой композиции обработки. 4. The method of claim 1, wherein the first compatibility information comprises information concerning phase stability of a mixture of the first model brine and the first treatment composition.
5. Способ по п.1, где информация совместимости включает информацию, касающуюся осаждения солей из смеси первого модельного рассола и первой композиции обработки. 5. The method of claim 1, wherein the compatibility information comprises information concerning salt precipitation from a mixture of the first model brine and the first treatment composition.
6. Способ по п.1, где, по меньшей мере, одно из первого поверхностно-активного вещества или второго поверхностно-активного вещества является неионным фторсодержащим полимерным поверхностно-активным веществом. 6. The method of claim 1, wherein at least one of the first surfactant or the second surfactant is a nonionic fluorinated polymeric surfactant.
7. Способ по п.6, где неионное фторсодержащее полимерное поверхностно-активное вещество включает 7. The method of claim 6, wherein the fluorine-containing nonionic polymeric surfactant comprises
по меньшей мере, одно двухвалентное звено, представленное формулой: at least one divalent unit represented by formula:
Figure 00000001
; ; и and
по меньшей мере, одно двухвалентное звено, представленное формулой: at least one divalent unit represented by formula:
Figure 00000002
; ;
Figure 00000003
; ; или or
Figure 00000004
; ;
где R f представляет перфторалкильную группу с 1-8 атомами углерода; wherein R f represents a perfluoroalkyl group of 1-8 carbon atoms;
R, R 1 и R 2 каждый независимо являются водородом или алкилом с 1-4 атомами углерода; R, R 1 and R 2 each independently are hydrogen or alkyl of 1-4 carbon atoms;
n - целое число от 2 до 10; n - an integer from 2 to 10;
EO представляет -CH 2 CH 2 O-; EO represents -CH 2 CH 2 O-;
каждый PO независимо представляет -CH(CH 3 )CH 2 O- или -CH 2 CH(CH 3 )O-; each PO independently represents -CH (CH 3) CH 2 O- or -CH 2 CH (CH 3) O-;
каждый р является независимо целым числом от 1 до около 128; each p is independently an integer from 1 to about 128; и and
каждый q является независимо целым числом от 0 до около 55. each q is independently an integer from 0 to about 55.
8. Способ по п.1, где, по меньшей мере, один из первого растворителя или второго растворителя включает, по меньшей мере, один из полиола или полиолового эфира, и где полиол и полиоловый эфир независимо имеют от 2 до 25 атомов углерода; 8. The method of claim 1, wherein at least one of the first solvent or the second solvent comprises at least one of a polyol or polyol ether, and wherein the polyol and polyol ether independently have from 2 to 25 carbon atoms; и где, по меньшей мере, один из первого растворителя или второго растворителя включает, по меньшей мере, одно из моногидрокси спирта, эфира или кетона, независимо имеющих от 1 до 4 атомов углерода. and wherein at least one of the first solvent or the second solvent comprises at least one of monohydroxy alcohol, ether, or ketone independently having from 1 to 4 carbon atoms.
9. Способ по п.1, где первая информация совместимости представлена в форме контурной карты. 9. The method of claim 1, wherein the first compatibility information is represented in the form of a contour map.
10. Способ по п.1, где формация, несущая углеводород, является пластической формацией. 10. The method of claim 1 wherein a formation bearing hydrocarbons is plastic formation.
11. Способ по п.1, где формация, несущая углеводород, является не пластической формацией. 11. The method of claim 1 wherein a formation bearing hydrocarbons is not plastic formation.
12. Способ по п.1, где после контакта текучей среды с формацией, несущей углеводород, и перед контактом первой композиции обработки с формацией, несущей углеводород, формация имеет вторую композицию рассола, и где Способе I дополнительно включает этапы, на которых: 12. The method of claim 1, wherein after contact with the formation fluid, a hydrocarbon carrier, and prior to contact with a first formation treatment composition, the carrier hydrocarbon formation has a second brine composition, and wherein Method I further comprises the steps of:
получают вторую информацию совместимости для второго модельного рассола и первой композиции обработки при модельной температуре, где второй модельный рассол имеет композицию, выбранную, по меньшей мере частично, на основе второй композиции рассола, и где вторая информация совместимости показывает, что первая композиция обработки и второй модельный рассол совместимы. receive a second compatibility information for a second model brine and the first treatment composition at a model temperature, wherein the second model brine has a composition selected at least partially based on the second brine composition, and wherein the second compatibility information indicates that the first composition processing and a second model brine compatible.
13. Способ по п.1, где формация является трещиноватой. 13. The method of claim 1 wherein the formation is fractured.
14. Способ по п.2, где выбирают Способ I, причем после контакта текучей среды с формацией, несущей углеводород, формация имеет вторую композицию рассола, и где Способ I дополнительно включает этапы, на которых: 14. The method of claim 2 wherein the selected process I, and after fluid contact with the formation, the hydrocarbon carrier, the formation has a second brine composition, and wherein Method I further comprises the steps of:
получают вторую информацию совместимости для второго модельного рассола и первой композиции обработки при модельной температуре, где второй модельный рассол имеет композицию, выбранную, по меньшей мере частично, на основе второй композиции рассола, и где вторая информация совместимости показывает, что первая композиция обработки и второй модельный рассол совместимы; receive a second compatibility information for a second model brine and the first treatment composition at a model temperature, wherein the second model brine has a composition selected at least partially based on the second brine composition, and wherein the second compatibility information indicates that the first composition processing and a second model brine compatible; и and
после получения второй информации совместимости приводят в контакт формацию, несущую углеводород, с первой композицией обработки. after obtaining the second compatibility information are contacted the formation, the hydrocarbon carrier, with the first treatment composition.
15. Способ по п.14, где, по меньшей мере, одно первое поверхностно-активное вещество является неионным фторсодержащим полимерным поверхностно-активным веществом, включающим: 15. The method of claim 14, wherein at least one first surfactant is a nonionic fluorinated polymeric surfactant, comprising:
по меньшей мере, одно двухвалентное звено, представленное формулой: at least one divalent unit represented by formula:
Figure 00000001
; ; и and
по меньшей мере, одно двухвалентное звено, представленное формулой: at least one divalent unit represented by formula:
Figure 00000002
; ;
Figure 00000005
; ; или or
Figure 00000006
; ;
где R f представляет перфторалкильную группу с 1-8 атомами углерода; wherein R f represents a perfluoroalkyl group of 1-8 carbon atoms;
R, R 1 и R 2 каждый независимо являются водородом или алкилом с 1-4 атомами углерода; R, R 1 and R 2 each independently are hydrogen or alkyl of 1-4 carbon atoms;
n - целое число от 2 до 10; n - an integer from 2 to 10;
ЕО представляет -СH 2 СH 2 О-; EO represents -CH 2 CH 2 O-;
каждый РО независимо представляет -СН(СН 3 )СН 2 О- или -СН 2 СН(СН 3 )O-; each PO independently represents -CH (CH 3) CH 2 O- or -CH 2 CH (CH 3) O-;
каждый p является независимо целым числом от 1 до около 128; each p is independently an integer from 1 to about 128; и and
каждый q является независимо целым числом от 0 до около 55. each q is independently an integer from 0 to about 55.
16. Способ по любому из предыдущих пунктов, где текучая среда главным образом не содержит поверхностно-активное вещество. 16. The method according to any one of the preceding claims, wherein the fluid is substantially free of surfactant.
17. Способ по любому из пп.1-15, где текучая среда включает, по меньшей мере, одно из толуола, дизельного топлива, гептана, октана или конденсата. 17. The method according to any one of claims 1-15, wherein the fluid comprises at least one of toluene, diesel, heptane, octane, or condensate.
18. Способ по любому из пп.1-15, где текучая среда включает, по меньшей мере, один из полиола или полиолового эфира и где полиол и полиоловый эфир независимо имеют от 2 до 25 атомов углерода. 18. The method according to any one of claims 1-15, wherein the fluid comprises at least one of a polyol or polyol ether, and wherein the polyol and polyol ether independently have from 2 to 25 carbon atoms.
19. Способ по п.18, где полиол или полиоловый эфир является, по меньшей мере, одним из 2-бутоксиэтанола, этиленгликоля, пропиленгликоля, поли(пропиленгликоля), 1,3-пропандиола, 1,8-октандиола, диэтиленгликоль монометилового эфира, этиленгликоль монобутилового эфира или дипропиленгликоль монометилового эфира. 19. The method of claim 18, wherein the polyol or polyol ether is at least one of 2-butoxyethanol, ethylene glycol, propylene glycol, poly (propylene glycol), 1,3-propanediol, 1,8-octanediol, diethylene glycol monomethyl ether, ethylene glycol monobutyl ether or dipropylene glycol monomethyl ether.
20. Способ по любому из пп.1-15, где текучая среда включает, по меньшей мере, один моногидрокси спирт, эфир или кетон, независимо имеющие от 1 до 4 атомов углерода. 20. The method according to any one of claims 1-15, wherein the fluid comprises at least one monohydroxy alcohol, ether, or ketone independently having from 1 to 4 carbon atoms.
21. Способ по любому из пп.1-15, где текучая среда включает, по меньшей мере, одно из воды, метанола, этанола или изопропанола. 21. The method according to any one of claims 1-15, wherein the fluid comprises at least one of water, methanol, ethanol or isopropanol.
22. Способ по любому из пп.1-15, где текучая среда включает, по меньшей мере, одно из азота, диоксида углерода или метана. 22. The method according to any one of claims 1-15, wherein the fluid comprises at least one of nitrogen, carbon dioxide or methane.
23. Способ по п.14 или 15, где, по меньшей мере, один из первого растворителя или второго растворителя включает, по меньшей мере, одно из полиола и полиолового эфира, где полиол и полиоловый эфир независимо имеют от 2 до 25 атомов углерода и где, по меньшей мере, один из первого растворителя или второго растворителя включает, по меньшей мере, одно из моногидрокси спирта, эфира или кетона, независимо имеющих от 1 до 4 атомов углерода. 23. The method of claim 14 or 15, wherein at least one of the first solvent or the second solvent comprises at least one of the polyol and polyol ether, wherein the polyol and polyol ether independently have from 2 to 25 carbon atoms and wherein at least one of the first solvent or the second solvent comprises at least one of monohydroxy alcohol, ether, or ketone independently having from 1 to 4 carbon atoms.
RU2009136515/03A 2007-03-23 2007-12-30 A method and system for treating hydrocarbon formations RU2009136515A (en)

Priority Applications (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US89687707P true 2007-03-23 2007-03-23
US60/896,877 2007-03-23

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2009136515A true RU2009136515A (en) 2011-04-27

Family

ID=39788793

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2009136515/03A RU2009136515A (en) 2007-03-23 2007-12-30 A method and system for treating hydrocarbon formations

Country Status (5)

Country Link
US (1) US20100181068A1 (en)
EP (1) EP2134803A4 (en)
CN (1) CN101688110A (en)
RU (1) RU2009136515A (en)
WO (1) WO2008118240A1 (en)

Families Citing this family (33)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2453690C2 (en) * 2007-03-23 2012-06-20 Борд Оф Риджентс, Зе Юниверсити Оф Техас Систем Hydrocarbon formation treatment method
US9353309B2 (en) 2007-03-23 2016-05-31 Board Of Regents, The University Of Texas System Method for treating a formation with a solvent
EP2140103A4 (en) * 2007-03-23 2011-08-03 Univ Texas Compositions and methods for treating a water blocked well
AU2008331558A1 (en) 2007-11-30 2009-06-11 3M Innovative Properties Company Methods for improving the productivity of oil producing wells
WO2009085936A1 (en) * 2007-12-21 2009-07-09 3M Innovative Properties Company Fluorinated polymer compositions and methods for treating hydrocarbon-bearing formations using the same
EP2240552B1 (en) * 2007-12-21 2012-02-29 3M Innovative Properties Company Methods for treating hydrocarbon-bearing formations with fluorinated polymer compositions
WO2009137285A1 (en) 2008-05-05 2009-11-12 3M Innovative Properties Company Methods for treating hydrocarbon-bearing formations having brine
CN102159602B (en) * 2008-07-18 2016-03-23 3M创新有限公司 Cationic fluorinated polymer compositions and methods of treatment thereof with the hydrocarbon-bearing formation
CN102317403A (en) 2008-12-18 2012-01-11 3M创新有限公司 Method of contacting hydrocarbon-bearing formations with fluorinated ether compositions
MX2011006673A (en) 2008-12-18 2011-07-20 3M Innovative Properties Co Method of contacting hydrocarbon-bearing formations with fluorinated phosphate and phosphonate compositions.
MX2012000413A (en) 2009-07-09 2012-02-08 3M Innovative Prosperties Company Methods for treating carbonate hydrocarbon-bearing formations with fluorinated amphoteric compounds.
US8550164B2 (en) * 2010-07-23 2013-10-08 Saudi Arabian Oil Company Oil recovery process for carbonate reservoirs
CN102373043B (en) * 2010-08-23 2013-06-19 中国石油化工股份有限公司 Displacement agent suitable for MgCl2 injection water and preparation method thereof
CN102373040B (en) * 2010-08-23 2013-06-19 中国石油化工股份有限公司 Composition suitable for seawater-based oil displacement and its preparation method
CN102373045B (en) * 2010-08-23 2013-06-19 中国石油化工股份有限公司 Seawater-based oil displacement agent and preparation method thereof
CN102373046B (en) * 2010-08-23 2013-07-17 中国石油化工股份有限公司 High efficiency anti-magnesium ions oil displacement agent and its preparation method
CN102373041B (en) * 2010-08-23 2013-06-19 中国石油化工股份有限公司 Oil displacement method by use of seawater base oil displacement agent
US8524639B2 (en) * 2010-09-17 2013-09-03 Clearwater International Llc Complementary surfactant compositions and methods for making and using same
CN103261361B (en) 2010-12-20 2016-06-15 3M创新有限公司 A method for processing a hydrocarbon-bearing formation with a carbonate-containing fluorinated amine oxides
EP2655544A4 (en) 2010-12-21 2015-01-14 3M Innovative Properties Co Method for treating hydrocarbon-bearing formations with fluorinated amine
EP2663608A4 (en) 2011-01-13 2014-07-09 3M Innovative Properties Co Methods for treating siliciclastic hydrocarbon-bearing formations with fluorinated amine oxides
MY159793A (en) * 2011-09-22 2017-01-31 Halliburton Energy Services Inc Multi-stage methods and compositions for desensitizing subterranean formations faces
CN103045221B (en) * 2011-10-17 2015-01-21 中国石油天然气股份有限公司 Surfactant flooding system and application thereof
CN102703048B (en) * 2012-04-26 2014-02-12 合肥新星油田化学剂有限责任公司 Efficient salt-tolerant high-temperature-resistant oil displacement agent for heavy oil reservoirs and preparation method thereof
CN104968760B (en) 2012-11-19 2019-02-05 3M创新有限公司 The method for contacting hydrocarbon containing formation with fluorinated ionic polymers
CN105263973A (en) 2012-11-19 2016-01-20 3M创新有限公司 Composition including a fluorinated polymer and a non-fluorinated polymer and methods of making and using the same
US9494025B2 (en) 2013-03-01 2016-11-15 Vincent Artus Control fracturing in unconventional reservoirs
WO2014197865A2 (en) * 2013-06-07 2014-12-11 Christopher Taylor Removal of dissolved salts using a solvent
US9701892B2 (en) 2014-04-17 2017-07-11 Baker Hughes Incorporated Method of pumping aqueous fluid containing surface modifying treatment agent into a well
CN105555904A (en) 2013-09-20 2016-05-04 贝克休斯公司 Organophosphorus containing composites for use in well treatment operations
CA2923221A1 (en) 2013-09-20 2015-03-26 Baker Hughes Incorporated Method of inhibiting fouling on a metallic surface using a surface modifying treatment agent comprising an anchor and a hydrophobic tail
MX2016003571A (en) 2013-09-20 2016-10-28 Baker Hughes Inc Method of using surface modifying treatment agents to treat subterranean formations.
EP3046991A1 (en) 2013-09-20 2016-07-27 Baker Hughes Incorporated Composites for use in stimulation and sand control operations

Family Cites Families (69)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2732398A (en) * 1953-01-29 1956-01-24 cafiicfzsojk
US2803615A (en) * 1956-01-23 1957-08-20 Minnesota Mining & Mfg Fluorocarbon acrylate and methacrylate esters and polymers
US3554288A (en) * 1968-09-24 1971-01-12 Marathon Oil Co Stimulating low pressure natural gas producing wells
US3653442A (en) * 1970-03-16 1972-04-04 Marathon Oil Co Stimulating low pressure natural gas producing wells
US3787351A (en) * 1972-02-28 1974-01-22 Minnesota Mining & Mfg Use of soluble fluoroaliphatic oligomers in resin composite articles
US3902557A (en) * 1974-03-25 1975-09-02 Exxon Production Research Co Treatment of wells
US4018689A (en) * 1974-11-27 1977-04-19 The Dow Chemical Company Composition and method for reducing the surface tension of aqueous fluids
US4085799A (en) * 1976-11-18 1978-04-25 Texaco Inc. Oil recovery process by in situ emulsification
US4460791A (en) * 1978-09-22 1984-07-17 Ciba-Geigy Corporation Oil recovery by fluorochemical surfactant waterflooding
US4329236A (en) * 1980-04-02 1982-05-11 The Standard Oil Company Technique for tertiary oil recovery
US4557837A (en) * 1980-09-15 1985-12-10 Minnesota Mining And Manufacturing Company Simulation and cleanup of oil- and/or gas-producing wells
US4409110A (en) * 1981-01-06 1983-10-11 Halliburton Company Enhanced oil displacement processes and compositions
US4432882A (en) * 1981-12-17 1984-02-21 E. I. Du Pont De Nemours And Company Hydrocarbon foams
US4440653A (en) * 1982-03-08 1984-04-03 Halliburton Company Highly stable alcohol foams and methods of forming and using such foams
US4565639A (en) * 1983-01-07 1986-01-21 Halliburton Company Method of increasing hydrocarbon production by remedial well treatment
US5186257A (en) * 1983-01-28 1993-02-16 Phillips Petroleum Company Polymers useful in the recovery and processing of natural resources
US4596662A (en) * 1984-06-13 1986-06-24 Dresser Industries, Inc. Compositions for use in drilling, completion and workover fluids
US4609043A (en) * 1984-10-22 1986-09-02 Mobil Oil Corporation Enhanced oil recovery using carbon dioxide
US4702849A (en) * 1986-02-25 1987-10-27 Halliburton Company Method of increasing hydrocarbon production from subterranean formations
US4767545A (en) * 1986-07-31 1988-08-30 Ciba-Geigy Corporation Use of organic fluorochemical compounds with oleophobic and hydrophobic groups in crude oils as antideposition agents, and compositions thereof
US4997580A (en) * 1986-07-31 1991-03-05 Ciba-Geigy Corporation Use of organic fluorochemical compounds with oleophobic and hydrophobic groups in crude oils as antideposition agents, and compositions thereof
US4993448A (en) * 1987-05-15 1991-02-19 Ciba-Geigy Corporation Crude oil emulsions containing a compatible fluorochemical surfactant
US4823873A (en) * 1987-12-07 1989-04-25 Ciba-Geigy Corporation Steam mediated fluorochemically enhanced oil recovery
US4921619A (en) * 1988-04-12 1990-05-01 Ciba-Geigy Corporation Enhanced oil recovery through cyclic injection of fluorochemicals
US5219476A (en) * 1989-03-31 1993-06-15 Eniricerche S.P.A. Gellable aqueous composition and its use in enhanced petroleum recovery
IT1229219B (en) * 1989-03-31 1991-07-26 Eniricerche S P A Agip S P A gelling aqueous composition and its use in the assisted recovery of oil.
US4975468A (en) * 1989-04-03 1990-12-04 Affinity Biotech, Inc. Fluorinated microemulsion as oxygen carrier
US4923009A (en) * 1989-05-05 1990-05-08 Union Oil Company Of California Steam enhanced oil recovery processes and compositions for use therein
US5042580A (en) * 1990-07-11 1991-08-27 Mobil Oil Corporation Oil recovery process for use in fractured reservoirs
US5310882A (en) * 1990-11-30 1994-05-10 American Cyanamid Company Somatotropins with alterations in the α-helix 3 region
US5358052A (en) * 1990-12-20 1994-10-25 John L. Gidley & Associates, Inc. Conditioning of formation for sandstone acidizing
US5129457A (en) * 1991-03-11 1992-07-14 Marathon Oil Company Enhanced liquid hydrocarbon recovery process
IT1245383B (en) * 1991-03-28 1994-09-20 Eniricerche Spa aqueous gellable composition having a delayed gelling time
FR2679150B1 (en) * 1991-07-17 1994-04-22 Atta
US5181568A (en) * 1991-09-26 1993-01-26 Halliburton Company Methods of selectively reducing the water permeabilities of subterranean formations
US5247993A (en) * 1992-06-16 1993-09-28 Union Oil Company Of California Enhanced imbibition oil recovery process
JP4006761B2 (en) * 1993-12-29 2007-11-14 ダイキン工業株式会社 Underwater fluorinated oil emulsions and surface treatment composition
US5415229A (en) * 1994-01-03 1995-05-16 Marathon Oil Company Hydrocarbon recovery process utilizing a gel prepared from a polymer and a preformed crosslinking agent
US5477924A (en) * 1994-12-20 1995-12-26 Imodco, Inc. Offshore well gas disposal
US5733526A (en) * 1995-12-14 1998-03-31 Alliance Pharmaceutical Corp. Hydrocarbon oil/fluorochemical preparations and methods of use
DE19653136A1 (en) * 1996-12-19 1998-06-25 Wacker Chemie Gmbh A method for stabilizing the gas flow in water-bearing natural gas deposits and natural gas storage
US6162766A (en) * 1998-05-29 2000-12-19 3M Innovative Properties Company Encapsulated breakers, compositions and methods of use
CA2255413A1 (en) * 1998-12-11 2000-06-11 D. V. Satyanarayana Gupta Foamed nitrogen in liquid co2 for fracturing
US6127430A (en) * 1998-12-16 2000-10-03 3M Innovative Properties Company Microemulsions containing water and hydrofluroethers
US6274060B1 (en) * 1999-02-04 2001-08-14 Daikin Industries, Ltd. Water- and oil-repellent
EP1048711A1 (en) * 1999-03-03 2000-11-02 Ethyl Petroleum Additives Limited Lubricant compositions exhibiting improved demulse performance
US6443230B1 (en) * 1999-06-22 2002-09-03 Bj Services Company Organic hydrofluoric acid spearhead system
US6576597B2 (en) * 1999-08-05 2003-06-10 Texas United Chemical Company, Llc. Method of increasing the low shear rate viscosity and shear thinning index of divalent cation-containing fluids and the fluids obtained thereby
CA2385605C (en) * 1999-09-24 2009-12-15 Alberto Slikta A method of improving the permeability of an underground petroleum-containing formation
AU1440901A (en) * 1999-10-27 2001-05-08 3M Innovative Properties Company Fluorochemical sulfonamide surfactants
FR2811760B1 (en) * 2000-07-17 2002-09-13 Inst Francais Du Petrole Method to model fluid displacements in a porous medium taking into account hysteresis effects
US6660693B2 (en) * 2001-08-08 2003-12-09 Schlumberger Technology Corporation Methods for dewatering shaly subterranean formations
US6579572B2 (en) * 2001-08-13 2003-06-17 Intevep, S.A. Water-based system for altering wettability of porous media
US6689854B2 (en) * 2001-08-23 2004-02-10 3M Innovative Properties Company Water and oil repellent masonry treatments
US6805198B2 (en) * 2001-09-07 2004-10-19 Baker Hughes Incorporated Organic acid system for high temperature acidizing
US7256160B2 (en) * 2001-11-13 2007-08-14 Baker Hughes Incorporated Fracturing fluids for delayed flow back operations
US6977505B1 (en) * 2002-09-09 2005-12-20 Lanny Rosenquist Method for locating underground fluid sources
US7114567B2 (en) * 2003-01-28 2006-10-03 Schlumberger Technology Corporation Propped fracture with high effective surface area
US6945327B2 (en) * 2003-02-11 2005-09-20 Ely & Associates, Inc. Method for reducing permeability restriction near wellbore
US20040167270A1 (en) * 2003-02-25 2004-08-26 Dane Chang Fugitive pattern for casting
US6911417B2 (en) * 2003-04-29 2005-06-28 Conocophillips Company Water block removal with surfactant based hydrocarbonaceous liquid system
US7727710B2 (en) * 2003-12-24 2010-06-01 3M Innovative Properties Company Materials, methods, and kits for reducing nonspecific binding of molecules to a surface
US7199197B2 (en) * 2003-12-31 2007-04-03 3M Innovative Properties Company Water- and oil-repellent fluoroacrylates
US7237608B2 (en) * 2004-10-20 2007-07-03 Schlumberger Technology Corporation Self diverting matrix acid
CN101171306B (en) * 2005-05-02 2013-07-31 川汉油田服务有限公司 Method for making transportable aqueous slurries by particulate hydrophobicization
US20070029085A1 (en) * 2005-08-05 2007-02-08 Panga Mohan K Prevention of Water and Condensate Blocks in Wells
US20070225176A1 (en) * 2006-03-27 2007-09-27 Pope Gary A Use of fluorocarbon surfactants to improve the productivity of gas and gas condensate wells
US20080051300A1 (en) * 2006-08-23 2008-02-28 Pope Gary A Compositions and method for improving the productivity of hydrocarbon producing wells
US9353309B2 (en) * 2007-03-23 2016-05-31 Board Of Regents, The University Of Texas System Method for treating a formation with a solvent

Also Published As

Publication number Publication date
EP2134803A4 (en) 2011-08-03
US20100181068A1 (en) 2010-07-22
EP2134803A1 (en) 2009-12-23
WO2008118240A1 (en) 2008-10-02
CN101688110A (en) 2010-03-31

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2314559C2 (en) Method for representing user interface elements in simplified form
TW200519629A (en) System and method for file sharing in peer-to-peer group shared spaces
BRPI0517788A (en) Method for sealing a space in a wellbore formed in a formation in the ground
NO20083449L (en) Emulsion of a consolidation agent and processes feed for producing same
ES2192157T1 (en) Method and device for position determination.
WO2009143322A3 (en) Methods and systems for single sign on with dynamic authentication levels
AR065347A1 (en) Methods and apparatus for fiber-based sidings
TWI268057B (en) System security approach methods using sub-expression automata, related computer-readable medium, and related systems
WO2007056535A3 (en) Method and apparatus for timed tagging of media content
WO2005090603A3 (en) Method for diagnosing non-small cell lung cancer
EA006568B1 (en) Method for treating subterranean formation providing selective stimulation of oil inflow and selective reduction of water inflow
BRPI0616841A2 (en) method and system for determining a reservoir transmissibility of at least one layer of a subterranean formation, and computer program
SG138452A1 (en) Content presentation
BRPI0718177A2 (en) pelvic implant kit, and method for using the same.
BRPI0509132A (en) colorimetric sensor arrangement, device and method for detecting the presence or absence of an analyte
BRPI0921124A2 (en) system to authenticate a consumer, computer-implemented method, computer-readable medium, and computer server.
BRPI0703715A2 (en) method for retrieving a formation fluid from a geological formation subterránea adjacent to the wall of a drilled hole, and method for retrieving a formation fluid from a formation adjacent to a wall of a drilled hole
WO2009122302A8 (en) Systems and methods for implementing and tracking identification tests
WO2003015523A3 (en) Methods for dewatering shaly subterranean formations
BRPI0708449A2 (en) Methods for the production of hydrocarbons and to evaluate a reservoir model system associated with the production of hydrocarbons and method for evaluating a reservoir model
NO20063256L (en) A reagent for detecting an analyte
BRPI0519545A2 (en) estimaÇço channel for interference cancellation
BRPI0618879A2 (en) A method for stabilizing portions of a subterranean formaÇço comprising consolidated particulate NCO
NO20082813L (en) downhole tool
BRPI0516323A (en) RNA constructs

Legal Events

Date Code Title Description
FA92 Acknowledgement of application withdrawn (lack of supplementary materials submitted)

Effective date: 20120227